机额定负荷热耗率方案样本Word格式文档下载.docx

1、 537额定再热蒸汽温度: 回热抽汽级数: 8级（ 3高4低1除氧） 额定工况主蒸汽流量: 911.91t/h设计背压: 5.88kPa（ 24水温） 5.39kPa（ 20水温） 额定工况给水温度: 274.7额定工况保证热耗: 7918.3kJ/kg低压末级叶片高度: 905mm小汽机额定背压: 6.77kPa发电机额定功率因数: 0.851.2试验目的汽机性能考核验收试验的主要目的是测得汽轮发电机组在额定300MW工况、 规定的设计条件下运行的发电热耗率及五阀全开时的高、 中压缸效率, 作为机组热力性能的原始数据。1.3试验标准试验将按照电力工业部火电机组启动验收性能试验导则和电站汽轮机

2、热力性能试验验收规程（ GB8117-87） , 并参考美国机械工程师协会汽轮机性能验收试验规程（ ASME PTC6-1996） 进行。水和水蒸汽性质参数将采用”国际公式化委员会工业用方程 IFC-1997”计算得到。1.4试验范围长兴发电厂#2汽轮发电机组。2 试验工况#2机性能考核验收试验将安排如下工况:序号试验工况负荷工况要求试验次数1100%额定负荷预备性试验300MW初参数额定, 负荷300MW, 系统需隔离。2100%额定负荷正式试验100%负荷正式试验前安排进行预备性试验, 以检验试验测点、 测量仪器及系统的正确性,确认系统不明泄漏量是否在合格范围内。汽机热耗试验应进行二次,

3、当二次试验值修正到相同的运行条件后, 相差在1%以内, 取其算术平均值作为最终试验结果, 否则应进行第三次试验。3试验测点布置及测量仪表试验原则性热力系统、 测点布置图及清单如附录。试验过程中, 将各主要试验测点处的压力、 温度、 流量信号就近接入英国输力强公司的采集前端（ IMP采集板） , 而后将信号送至计算机数据采集装置进行巡测。部分参数采用机组DAS系统采集的数据, 详见附录”试验测点清单”。3.1电气参数测量发电机功率在发电机输出端PT、 CT回路上配接0.05级的三相数字式电功率表进行测量, 并测取发电机电压、 电流及功率因数。这些电气参数由一台计算机单独进行数据采集。同时, 以人

4、工方法记录机组专配的高精度数字电能表读数, 对发电机功率进行校核。试验前应对测量回路作仔细检查, 确保接线正确、 无松动, 严防PT短路、 CT开路。3.2流量测量试验以除氧器进口主凝结水流量作为基准流量, 采用ASME喉部取压流量喷嘴进行测量, 配接2只0.1级的ROSEMOUNT 3051型差压变送器。试验前将运行用凝结水流量测量管段更换为试验专用凝结水流量测量管段。高中压缸平衡管流量采用制造厂提供的标准喷嘴进行测量, 配接0.1级的ROSEMOUNT 3051型差压变送器。试验前将平衡管上的节流孔板更换为经校验合格的标准孔板。过热器一、 二级减温水流量和再热器减温水流量经过机组DAS系统

5、测得的流量孔板差压值, 经标准流量计算获得。试验前需对这些流量孔板作相应检查, 确认无损伤, 并对差压变送器进行校验。小汽机低压主蒸汽流量采用机组DAS系统采集的数据, 试验前对流量测量元件作相应检查, 并对差压变送器进行校验。主机轴封蒸汽流量经过轴封管路上的流量孔板测量, 并结合设计比例进行确定, 门杆漏汽流量采用流量孔板进行实测。试验过程中, 为最大程度地减小系统不明泄漏量, 需对机组的明泄漏量进行测量。凝汽器检漏流量和机组各系统取样流量可在试验记录开始前机组稳定运行时用简易装置进行测量。3.3压力测量各主要试验测点的压力参数和大气压力采用0.1级的ROSEMOUNT 3051型压力变送器

6、进行测量, 部分参数采用DAS系统数据。试验前应量取各测点和变送器之间的高度差, 以便对压力测量值作位差校正。汽机排汽压力在低压缸排汽喉部水平面上安装8只网笼探头, 分别将传压管持续倾斜向上引至凝汽器外部, 接至绝对压力变送器进行测量。3.4温度测量试验主要温度信号采用高精度热电偶或热电阻温度测量元件进行测量, 部分对试验结果影响不大的信号可采用运行测点。3.5水位测量试验过程中, 为确定系统泄漏量, 需对凝汽器热井、 除氧器水箱和汽包水位进行测量。凝汽器热井和除氧器水箱水位由就地加装玻璃管水位计进行测量, 或采用机组DAS显示值, 汽包水位采用机组DAS显示值。4机组运行方式及系统隔离4.1

7、机组的运行方式 试验时, 机组需按原则性热力系统的方式运行, 并满足各试验工况的边界条件。试验前根据试验工况要求调整机组运行方式, 并将机组负荷调整到位, 机组初参数要保持额定值。机组控制方式采用DEH系统阀位控制方式, 撤出”功率回路”和”调压回路”, DEH负荷开环控制。辅机按设计要求投运, 并将参数调整到最佳状况, 以提高机组循环热效率。试验前按隔离要求将热力系统进行隔离, 在试验进行过程中, 应保持参数稳定, 保持高压调门开度不变。主要参数的允许最大波动值见表1: 表1: 运行中主要参数的最大波动和允差参数观测平均值与设计值之间的最大允差观测值急剧波动偏离观测平均值的最大允差主蒸汽压力

8、绝对压力的3%2%主蒸汽、 再热蒸汽温度843发电机功率5.0%注: 急剧波动指频率大于读数频率两倍的波动。 指经过修正的负荷在额定负荷的5.0%以内。4.2热力系统的隔离 在进行每次试验前, 需对机组的热力系统进行隔离操作: 隔绝本机向辅汽系统供汽, 隔绝本机与其它机组的汽水联系, 辅汽由邻机供; 隔绝各加热器的危急疏水阀及汽水系统的疏水阀、 旁路阀, 如疏水阀有明显内漏, 在确定不影响机组安全运行的前提下, 将气动疏水阀前后隔离阀关严; 如锅炉暖风器投运, 隔离其与汽机侧的汽水联系; 停止锅炉的连排、 定排及吹灰; 停止向凝汽器补充化补水, 汽、 水的化学取样照常进行; 确认主机及小汽机轴

9、封由本机供, 关闭辅汽至轴封电动隔离阀, 使辅汽与轴封充分隔离。 隔离凝结水至闭式水箱补水, 改由凝结水输送泵补水; 如确认试验过程中闭式水箱水位下降较少, 可停运凝结水输送泵以减少辅机功耗。5试验的准备工作5.1测量仪表试验前应按测量项目要求, 准备好专用的试验测量仪表, 并经具备相当资质的专业单位校验合格, 由相关专业人员按试验要求在现场将试验专用仪表接好。按要求编制好DAS系统中的试验测点报表。5.2热力系统状况试验要求各运行设备能正常投运, 隔离汽水系统的阀门应能正常操作, 关闭严密无内漏。完成系统隔离后, 热力系统向外不明泄漏量应控制在主蒸汽流量的0.3%以内, 若实际试验时发现泄漏

10、超过这一指标值, 则需对系统隔离工作仔细检查, 努力消除系统外漏,试验最大允许不明泄漏量为0.5%。试验结果计算时, 不明泄漏量不大于主蒸汽流量的0.1%部分全部计入锅炉侧, 超出部分锅炉分摊60%, 汽机分摊40%。5.3试验人员的组织分工为保障试验各项工作的顺利开展, 建议设试验总负责人一名, 协调组织试验的各项准备工作, 落实安排试验时间, 指挥现场试验的正常进行, 并负责试验时出现的紧急情况的决策和处理。试验应设运行负责人一名, 由试验时的当值值长（ 或机组长） 担任, 主要负责负荷申请、 指挥运行人员按试验要求进行隔离操作和工况调整, 确保机组稳定运行。试验应设技术负责人一名, 负责

11、试验准备、 试验实施及数据整理、 编写报告等工作。安装单位参加试验前的准备和试验过程中的配合工作, 主要有试验测点的安装、 试验仪器仪表和有关设备的安装、 信号电缆的现场布置, 以及其它有关配合工作。试验时电厂除负责机组运行操作和监护外, 还应安排机务人员进行系统隔离和恢复工作, 仪控人员进行DEH调门信号强制, 以及配合DAS系统数据拷贝, 电气人员进行发电机输出功率信号的接线, 并安排人员参加试验数据记录。6试验的进行6.1试验前机组应具备的条件机组设备状况完好, 所有系统及辅机能按设计要求正常投运, 汽水系统需隔离的阀门均可严密隔离。试验测点及测量仪表的安装工作结束, 压力、 差压变送器

12、已完成现场零位确认和放气, 所有仪表已正常投运, 采集系统经检查、 调试、 试投, 证明系统正确、 可靠。机组辅助系统的有关自清洗滤网, 如循环水泵进口旋转滤网、 开式泵进口滤网, 在试验前应进行一次清洗, 其它滤网应确保在试验进行中能维持正常运行状态。对凝汽器水侧管路进行一次反冲洗, 以确保冷却水管足够清洁, 具有良好的换热效果。全面进行一次锅炉炉膛和空预器吹灰, 以确保试验过程中炉膛和空预器出口烟温符合要求。汽水系统品质合格, 确保试验过程中不因汽水品质超标而影响试验的正常进行。除氧器向空排汽阀应关闭。循环水泵和系统阀门的运行方式已根据试验对真空的要求进行适当调整。将除氧器水位调节阀置手动

13、, 以避免因凝结水流量波动对测量值造成的影响。发电机功率因数尽量调整至额定值0.85左右, 并在试验过程中尽可能维持该值。试验的技术交底工作已完成, 记录人员已经过相应培训。在预备性试验前应安排几次流量平衡试验和检查性试验, 以确保试验的顺利进行。6.2试验热力系统的隔离 试验前, 应按试验热力系统隔离清单所列的要求, 对机组的汽水系统进行细致的隔离工作, 尽力杜绝热力系统的内、 外漏现象。系统隔离的效果可由预备性试验进行验证, 系统的不明泄漏量经试验各方确认符合试验要求后, 方可进行正式试验。6.3试验工况的调整 每次试验前应按4.1中所述的要求将机组负荷调整到位, 主要参数要尽量调整到规定

14、条件（ 参考热平衡图） 。试验工况调整好后应保持机组稳定运行, 尽量减少影响试验进行的运行操作。6.4试验的进行在进行100%额定负荷工况试验时, 应使机组处于部分进汽运行状态。为避免阀点修正带来的试验结果误差, 在满足试验条件的前提下, 可使机组处于五个高压调门全开, 第六个高压调门全关的运行状况。在270MW以下负荷运行时, 经过DEH强制将第六阀全关, 而后缓慢平稳地升负荷, 直至五个高压调门全开, 待试验条件满足后, 在此负荷点进行试验。6.5试验记录每一个工况试验持续时间不小于1.5小时, 前0.5小时为机组稳定运行时间, 同时可进行机组的系统隔离工作。试验连续记录时间不小于1小时。

15、试验结束后由试验总负责人通知运行负责人恢复机组正常运行状态。 本次试验大部分数据由计算机数据采集系统采集, 每30秒自动记录一次数据。机组DAS系统的数据报表每5分钟进行一次数据存盘。发电机功率每30秒自动记录一次。人工记录的热井水位、 除氧器水位及轴封压力等参数等每5分钟记录一次。6.6试验注意事项发电机输出功率、 电压、 电流等电气参数测量接线、 拆线工作应由电气人员完成。试验人员不得擅自触动运行设备及仪表。试验期间若出现突发事件危及设备或人身安全时, 试验自动终止。试验记录人员应尽快离开现场, 交由运行人员处理。7试验结果计算试验结果计算将依照国标电站汽轮机热力性能试验验收规程（ GB8

16、117-87） 并参考美国机械工程师协会汽轮机性能验收试验规程（ ASME PTC6-1996） 所述的方法进行。7.1试验数据的整理对所有人工和计算机自动采集的试验数据进行整理和辅助计算。压力数据需进行大气压和仪表位差修正, 不作仪表校验值修正。根据凝汽器、 除氧器和汽包水位变化值计算出水位变化的当量流量, 扣除试验前测得的系统明泄漏量, 即为系统不明泄漏量。经过试验测得的主凝结水、 过热器、 再热器减温水等流量测量元件的差压值, 计算出流量。7.2热耗率的计算以试验测得的除氧器进口凝结水流量为基准, 经过各加热器的热平衡计算, 确定除氧器和高加的抽汽流量, 而后分别求得最终给水流量、 主蒸

17、汽流量、 高压缸排汽流量和热再流量等主要流量。经过机组热平衡计算得出机组作功的总热耗量, 从而求得热耗率。以发电机输出端功率计算的试验热耗率计算式如下:式中: HR发电机输出端功率计算的试验热耗率, kJ/kWh;P发电机输出端功率, 由高精度数字电功率表实测得到, kW;GMS、 HMS主蒸汽流量、 焓值;GHRH、 HHRH热再蒸汽流量、 焓值;GFW、 HFW最终给水流量、 焓值;GCRH、 HCRH冷再蒸汽流量、 焓值;GSH、 HSH过热器减温水流量、 焓值;GRH、 HRH再热器减温水流量、 焓值;以上流量单位为kg/h, 焓值单位为kJ/kg。7.3主给水流量的计算以进入除氧器的

18、凝结水流量为基准流量, 经过高加、 除氧器热平衡来计算最终给水流量如下: GC除氧器进口凝结水流量, 实测得到; GEX1、 GEX2、 GEX3 、 GEX4#1、 #2、 #3、 #4抽至各加热器流量, 由加热器热平衡计算得到; GDEA除氧器水位变化当量流量, 由水位变化折算得到, 水位下降取正; GVEN除氧器向空排汽流量, 可取估计值。流量单位均为kg/h。7.4主蒸汽流量的计算主蒸汽流量计算式如下: GBOI汽包水位变化当量流量, 由水位变化折算得到, 水位下降取正; GUL系统不明泄漏量, 由凝汽器、 除氧器、 汽包水位变化当量流量之和扣除实测的明泄漏量得到; k系统不明泄漏量分

19、配到锅炉侧的比例。7.5冷再蒸汽流量的计算冷再蒸汽流量计算式如下: GL1、 GL2、 GL3分别为高压门杆漏汽、 高中压缸间轴封漏汽、 高压缸后轴封总漏汽量, 参考设计值; GBAL高中压缸平衡管流量, 实测得到 。7.6热再蒸汽流量的计算热再蒸汽流量计算式如下:7.7热耗率和功率的修正计算 为了便于与设计值比较, 应对试验热耗率和电功率进行以下8项修正: 主蒸汽压力、 主蒸汽温度、 再热蒸汽温度、 再热器压降、 过热器减温水流量、 再热器减温水流量、 低压缸排汽压力和发电机效率。修正曲线以制造厂提供的修正曲线为依据。热力性能（ 验收） 试验记录表工程项目名称: 试验工况:ZDS/05/06

20、/006-1/ 时刻小时: 分4567891011121314151617181920备注:记录人: 校核人:日期: 年 月 日热力性能（ 验收） 试验质量控制实施情况表ZDS/05/06/006-02/ 质量控制点质量检查控制内容完成情况及存在问题QC1制定试验方案QC2试验测点测量仪器和数据处理的准备QC3试验前准备工作QC4预备性试验QC5正式试验QC6试验数据的处理QC7试验报告的编写项目负责人:热力性能（ 验收） 试验使用仪器一览表ZDS/05/06/006-03/ 被测参数名称仪器名称仪器量程计量编号备注长兴四期300MW机组性能考核试验测点清单（ 1/4） 测点名称测点位置备 注

21、压力PT01主蒸汽压力A主汽门A前靠近主机供货边界PT02主蒸汽压力B主汽门B前PT03高压缸排汽压力高压缸排汽管尽可能靠近排汽口PT04热再热蒸汽压力A再热主汽门A前靠近再热主汽门PT05热再热蒸汽压力B再热主汽门B前PT06中压缸排汽压力中低压连通管连通管中部水平管上PT07低压缸排汽压力A凝汽器喉部喉部等面积均布8只网笼探头, 探头呈45安装, 取压管倾斜向上引至运行层。PT08低压缸排汽压力BPT09低压缸排汽压力CPT10低压缸排汽压力DPT11低压缸排汽压力EPT12低压缸排汽压力FPT13低压缸排汽压力GPT14低压缸排汽压力HPT15一级抽汽压力一级抽汽管尽可能靠近抽汽口PT1

22、6#1高加进汽压力#1高加进汽管尽可能靠近高加进汽口PT17#2高加进汽压力#2高加进汽管PT18三级抽汽压力三级抽汽管PT19#3高加进汽压力#3高加进汽管PT20四级抽汽压力四级抽汽管PT21除氧器进汽压力除氧器进汽管尽可能靠近除氧器进汽口PT22五级抽汽压力五级抽汽逆止阀前PT23#5低加进汽压力#5低加进汽管尽可能靠近低加进汽口PT24六级抽汽压力六级抽汽管PT25#6低加进汽压力#6低加进汽管PT26七级抽汽压力七级抽汽管七抽就地压力表接三通PT27八级抽汽压力八级抽汽管八抽就地压力表接三通PT28小汽机排汽压力A1小汽机A排汽管每排汽管等截面均布两只网笼探头, 探头呈45PT29小

23、汽机排汽压力A2PT30小汽机排汽压力B1小汽机B排汽管PT31小汽机排汽压力B2PT32A凝汽器水位上方压力A凝汽器水位上方水位上方, 钛管以下, 距热井出水侧管壁1m左右。PT32B凝汽器水位上方压力BPT33凝结水母管压力凝泵出口母管PT34除氧器进口凝结水压力试验流量喷嘴前 流量喷嘴正压侧取压管接三通PT35#3高加进口给水压力#3高加进口给水母管就地压力表接三通PT36最终给水压力高加出口给水母管高加旁路阀后长兴四期300MW机组性能考核试验测点清单（ 2/4） PT37高中压缸轴封母管压力高中压缸轴封母管PT38高中压缸平衡管压力高中压缸平衡管其中一个孔板正压侧接三通PT39大气压力汽机房PT40调节级压力调节级后运行仪表管接三通PT41过热器减温水压力过热器减温水母管运行测点PT42再热器减温水压力再热器减温水母管PT43小汽机低压进汽压力小机低压主汽母管